Содержание к диссертации
Введение
РАЗДЕЛ 1. Анализ возможностей существующих систем контроля скорости внутренней коррозии промысловых нефтепроводов 8
1.1. Система контроля скорости внутренней коррозии «Экстра» 8
1.2. Система контроля скорости внутренней коррозии «SGT» 10
1.3. Программа расчета скорости внутренней коррозии ТюмГНГУ 13
1.4. Система контроля скорости внутренней коррозии в трубопроводе 15
1.5. Система комплексного коррозионного мониторинга 17
1.6. Сравнительный анализ систем контроля скорости внутренней коррозии трубопровода 19
Выводы по разделу 22
РАЗДЕЛ 2. Выявление основных факторов, влияющих на процесс внутренней коррозии промысловых нефтепроводов 23
2.1. Причины возникновения и особенности протекания процесса внутренней коррозии промысловых нефтепроводов 23
2.2. Оценка влияния факторов газожидкостного потока на процесс внутренней коррозии промысловых нефтепроводов в условиях расслоенного вида многофазного потока 34
2.3. Критерии определения текущего вида потока многофазной смеси промыслового нефтепровода 40
2.4. Построение функциональной модели процесса коррозии промысловых нефтепроводов 42
Выводы по разделу з
РАЗДЕЛ 3. Анализ методик и учет дополнительных параметров расчёта скорости коррозионного разрушения 48
3.1. Методика В.И. Бойко 48
3.2. Методика Ф.М. Галина 49
3.3. Методика В. Джепсона 50
3.4. Методика ОАО «Гипротюменнефтегаз»
3.4.1. Существование антикоррозионного режима 55
3.4.2. Расчет максимальной скорости коррозии 57
3.5. Сравнительный анализ методик и учет дополнительных параметров в расчете скорости коррозии промысловых нефтепроводов 58
3.6. Повышение точности расчетов скорости внутренней коррозии промысловых нефтепроводов 61
Выводы по разделу 67
РАЗДЕЛ 4. Разработка системы контроля и прогноза скорости внутренней коррозии промысловых нефтепроводов 68
4.1. Основные требования к разрабатываемой системе 68
4.2. Анализ средств контроля вида многофазного потока 69
4.3. Разработка способа и методики идентификации вида многофазного потока промыслового нефтепровода с использованием ультразвуковых средств диагностики 71
4.4. Построение системы контроля и прогноза скорости внутренней коррозии промыслового нефтепровода 78
4.5. Разработка методики проведения прогнозных расчетов скорости внутренней коррозии на основе моделирующего комплекса 86
Выводы по разделу 92
РАЗДЕЛ 5. Разработка методики определения мест установки и схемы расположения измерительных устройств системы контроля и прогноза скорости внутренней коррозии промысловых нефтепроводов 94
5.1. Определение зависимости количества порывов нефтепровода от условий эксплуатации трубопровода и характеристик транспортируемой смеси 94
5.2. Разработка схемы расположения измерительных устройств 97
5.2.1. Принципы проектирования модели участка трубопровода в пакете ANSYS 97
5.2.2. Этапы проведения эксперимента в пакете ANSYS 98
5.2.3. Ограничения и допущения, накладываемые на эксперимент проводимый в пакете ANSYS 99
5.2.4. Исходные данные для проведения эксперимента 100
5.2.5. Разработка расчётной ЗО-модели участка нефтепровода 102
5.2.6. Приложение нагрузок к конечно-элементной модели 106
5.2.7. Принципы определения схемы расположения измерительных устройств. 106
5.3. Разработка методики определения участков размещения и схемы расстановки
измерительных устройств системы контроля и прогноза скорости внутренней
коррозии промысловых нефтепроводов 107
Выводы по разделу 112
Основные выводы и рекомендации 113
Список использованных источников
- Программа расчета скорости внутренней коррозии ТюмГНГУ
- Оценка влияния факторов газожидкостного потока на процесс внутренней коррозии промысловых нефтепроводов в условиях расслоенного вида многофазного потока
- Методика ОАО «Гипротюменнефтегаз»
- Построение системы контроля и прогноза скорости внутренней коррозии промыслового нефтепровода
Введение к работе
Актуальность работы. По данным Госгортехнадзора, доля аварий промысловых нефтепроводов по причине внутренней коррозии повысилась с 50% (конец восьмидесятых годов) до 70% (настоящее время) Одной из причин данной ситуации является то, что срок эксплуатации значительной части парка трубопроводов либо близок к нормативному, либо превышает его Кроме того, в процессе разработки нефтяных месторождений наблюдается увеличение коррозионной активности транспортируемой среды В связи с этим возрастает значимость осуществления постоянного контроля состояния внутренней поверхности промысловых нефтепроводов, позволяющего снизить аварийность за счет своевременного ремонта.
Существующие в настоящее время системы контроля скорости внутренней коррозии выполняют расчет для трубопроводов в общем виде, на основе учета эксплуатационных характеристик трубопровода и транспортируемой многофазной смеси Системы, позволяющие производить постоянный контроль и прогноз скорости коррозионного разрушения внутренней поверхности промыслового нефтепровода на основе данных реального времени с учетом индивидуальных условий их функционирования в процессе эксплуатации, отсутствуют.
Разработка научно обоснованных способов и средств непрерывного контроля, а также прогноза скорости внутренней коррозии для промысловых нефтепроводов, учитывающих индивидуальный режим их работы на основании учета значимых факторов, является актуальной задачей
Цель работы. Разработать систему для исследования, контроля и прогноза процесса внутренней коррозии промысловых нефтепроводов в режиме реального времени
Основные задачи исследования.
Разработать функциональную модель процесса внутренней коррозии на основе выявленных основных факторов, влияющих на данный процесс.
Создать методику расчета максимальной скорости коррозии внутренней поверхности трубопровода
Разработать систему контроля и прогноза скорости коррозионного процесса внутренней поверхности нефтепровода
4 4 Создать методику определения мест и схемы расстановки измерительных устройств системы контроля внутренней коррозии Научная новизна работы. 1 Разработана функциональная модель процесса внутренней коррозии для расчета скорости коррозионного разрушения.
Разработана система контроля и прогноза скорости внутренней коррозии трубопровода
Определены места установки и схемы расположения измерительных устройств для идентификации вида многофазного потока и расчета скорости внутренней коррозии
Практическая ценность заключается в том, что результаты выполненных исследований дают возможность осуществлять постоянный контроль и прогноз скорости внутренней коррозии промыслового нефтепровода в режиме реального времени, что позволяет сократить число аварий и инцидентов за счет своевременного проведения ремонтных работ В настоящее время результаты выполненных исследований применяются в трубопроводных системах ОАО «АНК «Башнефть» (заключение №689 от 15 08 2007 г)
Обоснованность и достоверность результатов. При выполнении исследований автором использованы основные положения системного и статистического анализа, теории вероятности и имитационного моделирования Результаты исследований согласуются с данными внутритрубной диагностики промысловых нефтепроводов ОАО «АНК «Башнефть», при этом коэффициент корреляции составляет 0,86
Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались в 2004 - 2007 гг на региональных и международных конференциях региональной научно — практической конференции «Информационные технологии в образовании», - Тюмень, 2004 г., VI международной научно - технической конференции «Новые информационные технологии в целлюлозно-бумажной промышленности и энергетике», - Петрозаводск, 2004 г; II международной научно - технической конференции «Новые информационные технологии в нефтегазовой отрасли и образовании», - Тюмень, 2006 г, а также на совместном семинаре кафедр «Кибернетических систем», «Информатики и вычислительной
5 техники», «Машины и оборудование нефтяной и газовой промышленности» Тюменского государственного нефтегазового университета, 2007 г
Публикации. По теме диссертационной работы опубликовано 5 печатных работ, в том числе 1 публикация в рекомендуемом ВАК РФ издании
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников, включающего 87 наименований, 1 приложения Работа изложена на 130 страницах машинописного текста, включая 45 рисунков, 8 таблиц
Программа расчета скорости внутренней коррозии ТюмГНГУ
Система комплексного коррозионного мониторинга (ККМ) была разработана специалистами ООО «Кортехника» и 000 «Интерюнис» для организации мониторинга и автоматического регулирования подачи реагентов химико-технологической защиты (нейтрализатора и ингибитора) и успешно внедрена на установке первичной переработки нефти. Система ККМ позволяет контролировать скорость коррозии на наиболее коррозионноопасных участках и, в зависимости от коррозионной агрессивности технологических потоков, в автоматическом режиме регулировать подачу химических реагентов, применяемых при антикоррозионных мероприятиях.
В основу системы ККМ заложен принцип непрерывного анализа данных, поступающих с датчиков с последующим воздействием в автоматическом режиме на расход химических реагентов, применяемых для антикоррозионной защиты оборудования, а также накопления данных для долговременного прогнозирования коррозионного износа. С учётом комплексного подхода к проблеме коррозионного воздействия и его последствий в системе ККМ предусмотрены датчики акустической эмиссии для контроля за развивающимися дефектами (язвенная коррозия, трещины и т.д.) на коррозионноопасных направлениях [68].
Структурно система ККМ состоит из трёх основных частей: измерительной, вычислительной и исполнительной. Измерительная часть включает в себя датчики. Вычислительная часть реализуется в модулях сбора данных и центральной вычислительной станции, а исполнительная часть состоит из автоматических регуляторов дозировочных насосов, насосов и форсунок для подачи реагентов.
Основные преимущества системы ККМ состоят в следующем:
1. Автоматизированный мониторинг в режиме реального времени позволяет непрерывно получать информацию с датчиков контроля о происходящих изменениях скорости коррозии и о динамично развивающихся дефектах. Используя обратную связь, система позволяет при изменении состава среды или технологических параметров в автоматическом режиме оптимизировать подачу химических реагентов, применяемых при защите оборудования от коррозии;
2. Оптимизация подачи химических реагентов приводит к существенной экономии дорогостоящих нейтрализаторов и ингибиторов, применяемых при антикоррозионных мероприятиях. Эксплуатация системы ККМ в течение трёх месяцев подтвердила, что экономия нейтрализатора составляет порядка 25%, а экономия ингибитора - порядка 20%;
3. Система ККМ позволяет накапливать данные для выявления закономерностей и динамики разрушения металла корпусного оборудования под действием коррозии, а также проводить испытания с целью оценки экономической целесообразности и эффективности предлагаемых химических реагентов;
4. Рациональная организация системы мониторинга коррозионной обстановки и управления подачей ингибитора обеспечивает достижение более чем 90 % уровня защиты системы и многократное снижение аварийности. По предварительным данным применение системы ККМ повышает срок эксплуатации технологического оборудования в 1,5-2 раза, а также снижает экономические и экологические потери, связанные с выходом оборудования из эксплуатации;
5. Система ККМ имеет гибкую архитектуру построения и может быть дополнена различными датчиками контроля по требованию заказчика без существенных изменений и дополнительных финансовых затрат. 1.6. Сравнительный анализ систем контроля скорости внутренней коррозии трубопровода
Проведем сравнительный анализ описанных выше систем для контроля коррозии в трубопроводе (таблица 1.1).
Характеристики и возможности системы Система «Экстра» Система SGT Программа расчета ТюмГНГУ Система комплексногокоррозионногомониторинга Система контроля за внутренней коррозией трубопровода
Программный продукт «Экстра» имеет большие аналитические возможности, основан на сетевой (распределенной) архитектуре, используется одна база данных для всего предприятия, в основу эксплуатации положено несколько различных методик. Однако имеются вопросы безопасности баз данных [30]. В ходе эксплуатации необходимо периодическое проведения контрольных замеров, невозможно использование в системе данных реального времени.
Особенностью программного комплекса SGT является то, что его применение возможно ещё на этапах проектирования трассы трубопровода, его режима работы и т.д. Данный продукт применяется на месторождениях Западной Сибири уже в течение 15 лет, вследствие чего комплекс SGT постоянно модернизировался, как результат, в настоящее время он имеет очень высокую сходимость расчетных и реальных данных. Комплекс построен на основе средств MS OFFICE, что существенно упрощает его использование, внедрение и обучение персонала, эта особенность, так же, делает комплекс открытым по отношению к другим приложениям MS OFFICE. Данный пакет предлагает гибкую систему исходных данных, так, например, возможен учен уже соединенных трубопроводов, т.е. комплекс SGT может применяться не только на участках одного трубопровода, но и на трубопроводных системах. Несмотря на все положительные характеристики комплекса SGT, в данном комплексе имеются и недостатки, основными из них является то, что при расчете скорости коррозии используется только одна методика, а также то, что в системе нет возможности работы на основе данных реального времени.
Программа расчета скорости внутренней коррозии, предложенная в Тюменском государственном нефтегазовом университете, используется, в основном, в научно - исследовательских целях и в образовательном процессе.
Система контроля внутренней коррозии наряду со своими достоинствами: высокой точностью результатов, возможностью проведения анализа на любом необходимом участке трубопровода, простотой в исполнении и эксплуатации, возможностью доустановки необходимых измерительных приборов, обладает следующими недостатками: ограниченностью доступа к данным, невозможностью использования в системе данных реального времени, относительно низкой оперативностью данных, необходимостью содержания квалифицированного обслуживающего персонала.
Система комплексного коррозионного мониторинга позволяет осуществлять мониторинг характеристик перекачиваемой среды, а также регулировать подачу ингибиторов коррозии на основе данного мониторинга с целью оптимизации использования ингибиторной защиты. Однако данный комплекс не осуществляет расчет скорости внутренней коррозии в режиме реального времени. Кроме того, применение системы предполагает нахождение в непосредственной близости персонала системы, вследствие чего передача данных от измерительных устройств реализована на небольшие расстояния.
Одной из основных частей системы является человек (инженер). Таким образом, основными недостатками систем контроля скорости коррозии промысловых нефтепроводов можно выделить следующие: недостаточная точность определения скорости коррозии, невозможность функционирования системы в режиме реального времени и отсутствие учета индивидуальных особенностей трубопровода и транспортируемой смеси. Выводы по разделу
Оценка влияния факторов газожидкостного потока на процесс внутренней коррозии промысловых нефтепроводов в условиях расслоенного вида многофазного потока
В системе сбора и транспорта нефти коррозийным разрушениям подвергаются нефтепроводы, по которым транспортируются расслаивающиеся эмульсии. Такие условия наблюдаются на ряде месторождений Урая, Нижневартовска, Нефтеюганска [10]. На Самотлорском месторождении наибольшее число порывов произошло на площадке КСП-3, за 3,5 года было зарегистрировано 46 случаев порывов нефтепроводов, срок службы трубопроводов не превышал 3-5 лет. По нефтепроводам перекачивается трехфазная среда газ-нефть-вода. В Урае за шесть лет зарегистрировано 270 порывов нефтепроводов, в том числе на Трехозерном и Мортымья-Тетеревском месторождениях за четыре года 180 порывов. Наибольшее число порывов (214) произошло на нефтепроводах 114 мм на участках от скважин до замерных установок. Остальные порывы приходятся на нефтепроводы диаметром 159-325 мм. Обводненность нефти колебалась от 50 до 85%.
Процесс внешней коррозии вполне изучен, и установлены вызывающие его причины, а также факторы, влияющие на скорость его протекания. Применяя такие способы защиты от внешней коррозии, как катодную защиту и изоляцию трубопровода можно добиться или полного прекращения процесса коррозии, или замедления его развития.
Так как при строительстве нефтепроводов и газопроводов предусматривается эффективная защита от коррозии во время их начальной работы, то изменение условий через какое-то время часто приводит к незапланированным операциям. В трубопроводе могут меняться тип и объем жидкости или газа, создаваться застойные зоны. В результате истощения нефтяных и газовых месторождений в общем объеме продукции увеличивается содержание воды и уменьшается содержание нефти или газа. Это приводит к снижению скорости движения продукции в трубопроводе, позволяя воде формировать слой в донной части трубопровода или на его пониженных участках, в результате чего возникает внутренняя коррозия [24]. Если частота отказов трубопровода из-за внешней коррозии постоянна, вследствие применения вышеуказанных мер защиты, то отказы из-за внутренней коррозии в возрастают. В последнее время по промысловым нефтепроводам транспортируются все более агрессивные жидкости и газы, а также потому что выявить начало внутреннего коррозионного процесса труднее и мало изучен процесс развития этой коррозии во времени [49, 51].
Внутренняя коррозия представляет большой практический интерес, так как для изучения внутренней коррозии необходимы одновременные знания во многих областях науки, а также учитывая трудность визуального наблюдения этого типа коррозии, можно сказать что внутренняя коррозия является малоизученной, тогда как ущерб причиняемый ее, достаточно велик. Внутренняя коррозия происходит в результате контакта стенок нефтепровода с нефтью, содержащей углекислый газ, сероводород, и пластовой водой, в составе которой имеется значительное количество растворенных солей [46], увеличивающих электропроводность среды и способствующих протеканию коррозии. Коррозия может появиться в том случае, если вода смачивает стенки трубопровода, при этом скорость коррозии определяется коррозионными свойствами воды, такими как кислотность воды (рН), концентрация растворенных солей и минералов и др. При номинальном количестве, вода может собираться только в низких точках и в секциях, идущих в гору. Трубопроводы, в которых находится большое количество воды (более 30%), подвергаются коррозии почти в любом месте [33, 52, 70]. Коррозийные поражения промысловых нефтепроводов развиваются преимущественно в виде канавок и язв. Первопричиной возникновения и протекания коррозийных процессов в нефтепроводах является отделившаяся от нефти в процессе транспорта минерализованная вода. Особенно быстро прогрессирует коррозия в нефтесборных коллекторах больших диаметров, по которым продукция скважин транспортируется с низкими скоростями потока. Большинство отказов из-за коррозии (75%) имело место на нефтепроводах диаметром 530-820 мм, где наблюдался расслоенный вид многофазного потока, а скорость потока не превышала 0,8 м/сек. Обводненность нефти в коллекторах в среднем составляла 25 %, а на отдельных участках трубопроводов содержание воды в эмульсии достигало 65% [28]. Рост числа коррозийных поражений на промысловых нефтепроводах следует связывать с агрессивным воздействием на металл труб выделившейся из эмульсии в процессе транспорта минерализованной воды с растворенными в ней газами (углекислый газ, сероводород) [60].
При анализе причин коррозийных разрушений нефтепроводов в Нижневаротовскнефтегазе были сопоставлены условия работы сборных коллекторов КСП-3, КСП-5, КСП-9, ДНС-1, ДНС-4. При сравнении данных учитывали диаметр и пропускную способность нефтепроводов, обводненность нефти, минерализацию воды, количество солянокислотных обработок.
Так, порывы нефтепроводов на площадке КСП-3 Самотлорского месторождения произошли на участках недозагруженных коллекторов, где скорость потока колебалась от 0,03 до 0,86 м/с. На участках трубопроводов диаметром 820 мм, работающих с большей загруженностью, при скорости потока 1,64 - 1,70 м/с порывов не наблюдали. Подавляющее число нагрузок нефтепроводов КСП-3, при которых произошли порывы, были в несколько раз ниже критических. Анализ причин коррозийных порывов нефтепроводов в Урайнефтегазе показал, что их количесттво также снижается с ростом их пропускной способности. Около 76% порывов имело место на нефтепроводах (диаметром 114 мм), пропускная способность которых колебалась от 1 до 50 т/сут, что соответствует скорости потока жидкости 0.017-0.8 м/с. Частота порывов возрастает с ростом обводненности перекачиваемой нефти. Расслоение водонефтяной эмульсии, особенно при малых скоростях потока, и выделение воды в виде отдельной фазы, способствует усилению агрессивности перекачиваемой по трубопроводу среды. Однако по ряду причин и, в частности, из-за неодинаковой обводненности нефти и производительности коллекторов, срок их службы до появления первого порыва также не одинаков [23].
С ростом пропускной способности нефтепроводов даже при достаточно высокой обводненности нефти (до определенного предела) частота порывов будет минимальна [87]. Это будет продолжаться до тех пор, пока внутренняя поверхность трубопровода смачивается нефтью, пленка которой предохраняет металл трубы от контакта с водой. Однако эффект естественного ингибирования поверхности трубы нефтью будет снижаться с ростом обводненности нефти и при определенном соотношении углеводородной и водной фаз не будет зависеть от увеличения пропускной способности, т.е. скорости перекачиваемой среды [31].
По данным Нижневартовскнефтегаза, в ряде случаев после соляно-кислотных обработок скважин и пуска их в работу величина рН воды в коллекторах снижалась до 2-3 единиц. По своему характеру коррозионные поражения в большинстве случаев имели вид канавки извилистой или прямоугольной формы шириной от 5 до 60 мм и длиной до 20 м с переменной глубиной. Характер коррозионных поражений, а также локализация их в нижней части нефтепроводов свидетельствует о том, что процесс коррозии носит электрохимический характер.
Методика ОАО «Гипротюменнефтегаз»
Далее была получена модель, которая улучшает вышеупомянутую включением влияния частоты водяной пробки и типа нефти. Эфирд и Ясински измеряли скорости коррозии для нескольких различных неочищенных видов нефти, используя автоклав. Исследования показали, что тип нефти может быть связан со скоростью коррозии, используя произведение кислотного числа и процентного содержания азота в сырье.
Ганелтуна разработал модель, названную "Лапикор" основанную на модели ДэВаарда и эксплуатационных данных. Эта модель принимает во внимание кислотно-щелочной баланс (рН) системы, химический состав воды и скорость жидкости, но не принимает во внимание частоту водяных пробок. При сравнении результатов модели "Лапикор" с результатами модели Джепсона, было выявлено, что "Лапикор" хорошо прогнозирует более низкие скорости коррозии.
Была разработана экспериментальная система из трубопровода диаметром 316 миллиметров, изготовленного из нержавеющей стали. Трубопровод расположили под углом к горизонтальной поверхности, максимальное давление трубопровода 15 МПа. Смесь с заранее определенным соотношением нефть - вода - газ хранится в резервуаре емкостью 1,4 м, который также служит как блок разделения для многофазной смеси. Температура смеси управляется при помощи двух подогревателей мощностью 3 кВт, соединенных с термостатом. Жидкость подается в трубопровод диаметром 10 сантиметров, куда вводится двуокись углерода. Смесь газ / жидкость перекачивается через трубопровод длиной 20 метров, который может быть наклонен под углом к горизонтальной поверхности, и назад в хранящий резервуар, где осуществляется сепарация газа и жидкости. Регулятор противодавления К поддерживает давление в системе. Потоки и вверх, и вниз изучаются одновременно (рис. 3.1).
Использовались следующие жидкости: очищенная нефть при 40 С и плотностью 825-850 кг/м и ASTM стандартная морская вода. Двуокись углерода используется как газовая фаза.
Эксперименты были выполнены при парциальных давлениях углекислого газа 0,13 МПа, 0,27 МПа, 0,45 МПа и 0,79 МПа, при температуре 40 С и Числе Фру да 6, 9 и 12 (соответствующем скоростям смеси 3; 4,5 и 6 м/с соответственно). Использовалось содержание воды 100 %, 80 %, 60 %, 40 % и 20 %.
Замечено, что при каждом Числе Фруда, скорость коррозии увеличивается линейно с увеличением в частоте водяной пробки до приблизительно 35 водяных пробок в минуту. Выше этой частоты, скорости коррозии остается константой. Подобные результаты получены для других углов наклона в пределах от горизонтали и до 15 градусов.
Влияние частоты водяной пробки на скорости коррозии может быть представлено нормированным отношением: Crfreq = 0.023F + 0.214, (3.6) где Crfreq - нормированный фактор, чтобы принять во внимание частоту водяной пробки и 0 Crfreq 1; F - измеренная частота водяной пробки до максимума 35 пузырек / минута. Когда это отношение применяется к уравнению (3.4), скорость коррозии может быть определена при любой частоте водяной пробки. Влияние типа нефти на скорость коррозии может быть отображено при помощи следующей формулы:
Сгсгае = 10 ( ((кислотное число) х (% азота)) + 0.38) / 24000, (3.7) где Сгсше - нормированный фактор, чтобы принять во внимание тип неочищенной нефти (0 Crcrue 1); произведение кислотное число х % азота имеет значение 0.0001 для морской воды, где скорость коррозии 24 мм/год. Этот фактор был затем включен в уравнение (3.4), и скорость коррозии была рассчитана для различных видов нефти при Числе Фруда 6 для условий Эфирда. Включив уравнения (3.6) и (3.7) в уравнение (3.4), получим следующее: ґ \р\0-2 ( 267 1 L_\ „о.б р -8 т Д т ) 1 freq ч 1 crude т J у А С02 л. с # (З.о) CR =31.15 Сг,а„ Сг А — у0-6 Р 8 Т
Это уравнение может использоваться при содержании воды от 100% до 20%, парциальных давлениях углекислого газа до 1 МПа и температуре до 100 С.
Таким образом, разработанная в Университете штата Огайо модель может прогнозировать скорость коррозии в горизонтальных глобулярных потоках. При помощи экспериментальных данных были получены отношения, которые принимают во внимание влияние на скорость коррозии частоту водяной пробки и тип нефти. Для всех рассматриваемых потоков, скорость коррозии увеличилась с увеличением частоты водяных пробок. Максимум скорости коррозии отмечен при частоте водяных пробок около 35 пробок в минуту.
Эксплуатационные данные говорят о том, что для горизонтальных трубопроводов, частота водяной пробки находится в диапазоне от 1 до 20 пробок в минуту, в зависимости от скорости жидкости в трубопроводе. Однако если трубопровод имеет наклон относительно горизонтальной поверхности, частота водяных пробок может увеличиваться до значений намного больших, чем без наклона. Это может приводить к более высоким уровням коррозии.
Построение системы контроля и прогноза скорости внутренней коррозии промыслового нефтепровода
В настоящее время известен способ контроля несплошностей жидкости в трубопроводе (А.с. 254865 СССР, МГЖ G 01 N 29/00, опубл. 1969. - Способ контроля несплошностей потока жидкости в трубопроводе), заключающийся в сканировании жидкости, в плоскости, перпендикулярной продольной оси трубопровода, ультразвуковыми колебаниями, измерении амплитуд принятых сигналов, по которым определяют несплошности потока жидкости
Недостатком способа является его низкая точность, т.к. поток прозвучивается только в одном направлении, не учитываются отраженные импульсы, а также не учитываются характеристики импульсов.
Также известен способ контроля несплошностей потока (А.с. 1631401 СССР, МГЖ 5 G 01 N 29/00, опубл. 1991 - Способ контроля несплошностей потока жидкости в трубопроводе), заключающийся в том, что трубопровод с контролируемой средой сканируется ультразвуковыми импульсами в двух взаимно перпендикулярных направлениях, регистрируют прошедшие через среду импульсы, фиксируют их амплитуды, принимают также импульсы отраженные от границы раздела фаз, измеряют их амплитуды и время пробега, и по полученным данным судят о концентрации газовой фазы и режиме течения потока [2].
Недостатком способа является его низкая точность и низкая степень автоматизации. Существует способ контроля многофазного потока в трубопроводе (Пат. 2198397 7 G 01 N 29/02 опубл. 10.02.2003 - Способ контроля многофазного потока в трубопроводе), заключающийся в сканировании многофазного потока ультразвуковыми колебаниями, регистрации прошедших через поток сигналов и эхо - импульсов, отраженных от несплошностей многофазного потока, измерении их амплитуды и времени прихода, по которым определяют характер многофазного потока. Известными признаками данного способа является то, что группу преобразователей располагают по окружности трубопровода в одной плоскости его сечения, одновременно принимают и фиксируют амплитуды и времена пробега прошедших и отраженных сигналов, преобразуют их в удобную для обработки цифровую форму и сравнивают с имеющимся во флэш - памяти микропроцессорного модуля набором цифровых эталонов, соответствующих различным многофазным потокам, и по результатам сравнения определяют характер многофазного потока [3].
Недостатком способа является его низкая точность, т.к. не учитываются многие важные для определения режима течения в трубопроводе параметры.
Автором предложен способ, который повышает точность в определении вида многофазного потока в трубопроводе за счет учета дополнительных параметров (факторов), влияющих на характер многофазного потока (температура потока, давление в трубопроводе, угол наклона трубопровода относительно горизонтальной поверхности). Повышение точности также достигается за счет того, что в прозвучивании участвуют две группы преобразователей [55].
Группу преобразователей составляют источник ультразвуковых колебаний, а также несколько приемников данного вида колебаний. Первая группа преобразователей сканирует поток перпендикулярно продольной оси трубопровода, а вторая группа преобразователей сканирует поток вдоль продольной оси трубопровода. Особенностью способа является то, что перед началом сканирования потока происходит сбор информации о температуре потока, давлении в трубопроводе и угле наклона трубопровода относительно горизонтальной поверхности. После оцифровки данных параметров, информация отсылается во флэш - память, где происходит определение эталонной группы, соответствующей данной температуре потока, давлению в трубопроводе и угле наклона трубопровода относительно горизонтальной поверхности [4].
Кроме того, одну группу преобразователей располагают по окружности трубопровода в одной плоскости его сечения, а вторую группу преобразователей располагают вдоль трубопровода, в вертикальной плоскости его сечения, проходящего через продольную ось трубопровода. Обе группы преобразователей одновременно принимают и фиксируют амплитуды и времена пробега прошедших и отраженных сигналов, преобразуют их в удобную для обработки цифровую форму и сравнивают с имеющимся во флэш-памяти микропроцессорного модуля базой цифровых эталонов (в определенной ранее эталонной группе), соответствующих различным многофазным потокам, и по результатам сравнения определяют характер многофазного потока. Причем при продольном сканировании путь пройденный ультразвуковой волной от излучателя до каждого приемника всегда различен. Проходя более длинный путь, ультразвуковая волна затрачивает большее время, т.е. время влияния многофазного потока на ультразвуковую волну с увеличением пути увеличивается, таким образом приемник получит звуковую волну максимально измененную многофазным потоком, причем изменения ультразвуковой волны напрямую зависят от состава, режима течения и вида многофазного потока. Исходя из этого, мы будем иметь более точную картину вида многофазного потока в промысловом нефтепроводе.
На рис. 4.1 представлена созданная автором система для осуществления контроля вида многофазного потока промыслового нефтепровода. Данная система построена на основе предложенного способа контроля вида многофазного потока промыслового нефтепровода [56].
Система содержит устройство для измерения температуры потока 1, устройство для определения давления внутри нефтепровода 2 и устройство для определения угла наклона нефтепровода относительно горизонтальной поверхности 3. В системы также имеются два излучателя 4, 5 и два ряда приемников 6, 7. Излучатель 4 и ряд приемников 6 образуют первую группу преобразователей, которая прозвучивает многофазный поток перпендикулярно продольной оси нефтепровода. Излучатель 5 и ряд приемников 7 образуют вторую группу преобразователей, которая прозвучивает поток вдоль продольной оси нефтепровода. Излучатели 4, 5 и приемники 6, 7 расположены снаружи на стенках трубопровода. Выходы приемников 6 подключены к входам блока аналоговой памяти и таймеров 8, а выходы приемников 7 к входам блока аналоговой памяти и таймеров 9. Выходы блоков 8 и 9 соединены с входами коммутаторов 10 и 11 соответственно. Один из выходов коммутаторов 10 и 11 подключен к входу аналого - цифрового преобразователя 12, а другой к входу оперативной памяти (ОЗУ) 13. В составе системы имеется микропроцессорный модуль 14, выходы которого соединены с входами блоков аналоговой памяти и таймеров 8 и 9, коммутаторов 10 и 11, аналого - цифрового преобразователя 12, оперативной памяти 13 и генератора ультразвукового сигнала 15. Микропроцессорный модуль 14 управляет работой перечисленных элементов рисунка 4.1 и осуществляет обработку данных.
